Приемистость формула нагнетательных скважин

Приемистость скважины

Под термином приемистость скважины понимается ее способность к восприятию объема флюида за единицу времени. Данная характеристика применяется для описания нагнетательных скважин, то есть скважин, предназначенных для закачивания в продуктивный пласт рабочего агента. В качестве рабочего агента могут применяться различные газы или жидкости: вода, воздушные смеси, газы, нефть и другие. Такие действия направлены на поддержание показателя пластового давления и управления темпами отбора добываемых ресурсов.

Информация о приемистости скважины активно используется специалистами добывающей отрасли на этапах создания проекта будущего объекта, контроля и управления разработкой нефтяных месторождений методами вытеснения нефти закачиваемым флюидом. Кроме того, нагнетательные скважины используются при разработке газоконденсатных месторождений, при эксплуатации подземных газовых хранилищ, разработке месторождений угля с помощью подземной газификации, а также при осушении обводненных месторождений твердых полезных ископаемых. Конструкция таких скважин зависит от их назначения, глубины, устойчивости горных пород и других факторов. Так, в неустойчивых породах требуется применение обсадных труб, в то время как в устойчивых обсадка применяется редко.

Показатель приемистости скважины находится в зависимости от показателя репрессии, гидродинамического совершенства скважины, а также от показателей мощности и проницаемости пласта для используемого флюида. Для обозначения показателя приемистости в ходе проведения технологических расчетов применяется специальный коэффициент, представляющий собой отношение объема закачиваемого за некоторую единицу времени флюида к показателю репрессии на забое в ходе закачки.

Показатель расхода используемого для подачи в скважину жидкости или газа замеряется как на поверхности, так и внутри скважины. Измерение показателя расхода рабочего агента в интервале перфорации пласта-коллектора позволяет построить так называемый интегральный профиль или профиль приемистости скважины – зависимость расхода закачиваемого вещества от глубины расположения датчика, обеспечивающего контроль объема расходуемого агента.

Проведение замеров показателя приемистости необходимо производить на всем протяжении эксплуатации скважины, поскольку его значения могут значительно меняться в короткие промежутки времени и кратковременные замеры не позволяют точно охарактеризовать его. Особенно важны замеры приемистости при проведении ремонтных работ.

rosprombur.ru

Кольматация нагнетательных скважин

По сложившейся промысловой практике для поддержания пластового давления (ППД) в продуктивные пласты закачивают подземные, поверхностные воды, попутные сточные воды или их различные смеси.

На морских месторождениях в продуктивные пласты обычно закачивают морские воды. Как правило, на промыслах отсутствует высокопроизводительное фильтровальное оборудование для очистки закачиваемых вод от взвеси, что предопределяет кольматацию прискважинной зоны и снижение приемистости нагнетательной скважины. Авторы провели исследования компонентного состава кольматирующих образований

прискважинных зон для указанных типов закачиваемых вод и определили растворы для эффективного их удаления. Полученные результаты позволили обосновать рекомендации по увеличению межремонтного периода восьми нагнетательных скважин на месторождении Белый Тигр (шельф Вьетнама).

Достоверная оценка интенсивности кольматационных процессов нагнетательных скважин позволяет достаточно обоснованно оценивать межремонтный период нагнетательных скважин в конкретных условиях.

Во многих случаях коэффициент приемистости нагнетательных скважин не соответствует гидродинамическим параметрам пласта из-за кольматации порового пространства продуктивного пласта глинистыми коллоидно-дисперсными частицами бурового раствора.

Изменение расхода закачки во времени при постоянном давлении подчиняется экспоненциальной зависимости: Qt = Q₀e^-βt. где Q_t — расход закачки на момент времени t, сут.; Q₀ — первоначальный расход закачки; β — коэффициент кольматации, сут.^-1.

Динамика изменения приемистости скважин во времени иллюстрируется данными таблицы 1.

Таблица 1: Изменение расхода нагнетания (Q_t, м³/сут) при различных значениях коэффициента кольматации

Как установлено практикой, в общем случае состав кольматирующих образований нагнетательных скважин представлен веществами органического и неорганического происхождения. В качестве примера рассмотрим кольматационные процессы в нагнетательных скважинах при закачке в них речных, подземных и морских вод.

Закачка речных вод

На месторождениях Широтного Приобья Западной Сибири, приуроченных к отложениями юры (тюменская свита) и нижнего мела (мегионская и нижневартовская свиты), для закачки в продуктивные пласты используют воды рек Обь, Юганская Обь, Большой Балык, Вах и др. Открытая пористость коллекторов пористого типа изменяется снизу вверх по разрезу от 9 до 27 %, проницаемость коллекторов изменяется в широких пределах — от 0,8 до 500 мД.

Анализом состава речных вод установлено, что содержание взвешенных частиц в среднем за год составляет 18 – 25 мг/л при максимуме 40 – 80 мг/л в периоды весенних и осенних дождевых паводков и минимуме 4 – 15 мг/л в подледный период.

Лабораторными исследованиями установлено, что химический состав взвеси, отобранный на песчаном фильтре при фильтрации обской воды, представлен следующими компонентами (%): Fe₂O₃ – 18,5; Al₂O₃ – 25,4; MgO – 0,9; CaO – 0,8; SiO₂ – 22,1. Потери при прокаливании составляют 24,5%. Содержание взвеси в фильтруемой воде составило 6 мг/л, мутность 10,5 мг/л, цветность 65° при концентрации железа 2,5 мг/л, марганца 0,55 мг/л и щелочности 2,6 мг/л.

Наличие железа, нитробактерий и сульфатвосстанавливающих бактерий в речных водах свидетельствует об их биологической нестабильности, что подтверждает наличие слизистых железистых биообрастаний и язвенных коррозий металла в нагнетательном водоводе. Индекс стабильности исследуемых вод изменяется от 0,2 – 0,5 в летне-осенний период до 2 – 2,5 в зимний подледный период, что наряду с повышенным содержанием в воде свободной углекислоты (до 30 – 60 мг/л зимой) указывает на невозможность инкрустации водоводов карбонатной пленки, защищающей их от коррозии.

Вещества органического происхождения, находящиеся в речных водах, попадают в фильтрационные каналы зоны перфорации и частично проникают в пласт, образуя в каналах кольматирующую пленку. По мере подачи воды в скважину кольматирующая пленка нарастает и может полностью заполнить фильтрационные каналы, пропуская воду. Одновременно при фильтрации воды в прискважинной зоне происходит выпадение минеральных соединений в виде железистых, карбонатных образований, а также глинистых минералов.

Для изучения свойств кольматирующих образований были проведены опыты по фильтрации обской воды через песчаный фильтр с последующим отбором образовавшейся пленки. Исследованиями состава пленки кольматирующих образований были получены следующие показатели: содержание органики – 22,5%; содержание минеральных соединений растворимых в кислоте – 58,6% и не растворимых в кислоте – 19,4%; объемный вес скелета – 0,83 г/см³; пористость – 71,3%; удельный вес – 2,75 г/см³; коэффициент проницаемости – 2,1 мД.

Таким образом, при закачке речных вод в продуктивные пласты основными компонентами кольматирующих образований являются органические, минеральные соединения, причем среди последних преобладают глинистые минералы и гидроксидные формы железа.

Подземные воды

На месторождении Окружное, расположенном на восточном побережье центральной части о.Сахалин, для закачки в продуктивные пласты пиленгской свиты неогеновых отложений используют подземные воды неогеновых отложений.

По химическому составу эти воды пресные гидрокарбонатно-натриевые с минерализацией 0,2 г/л и содержанием железа 0,5 мг/л. Литологически состав продуктивных пород представлен силицитами, кремнистыми аргиллитами и опоками (аналог американской формации Monterrey). Среднее значение пористости по трещинам – 0,042%, матрицы породы – 18%. Среднее значение коэффициента проницаемости по данным лабораторных исследований – 0,139 мД, по результатам гидродинамических исследований – 0,06 мД.

Процесс закачки подземных вод в нагнетательную скважину сопровождается определенным гидродинамическим возмущением, что приводит к нарушению химического равновесного состояния между основными компонентами подземных вод и окислению закисного железа до трехвалентной формы с образованием твердой фазы оксидов и гидроксидов железа. Обычно минералогический состав соединений железа представлен лимонитом FeOOH, гетитом α-FeO (ОН), гематитом α-Fe₂O₃ и другими минералами.

Образующийся при этом избыток карбонат-ионов при диссоциации связывается катионами кальция, присутствующими в подземных водах, в результате чего в осадок выпадает также карбонат кальция. Аналогичным образом возможно образование и карбоната железа.

Таким образом, в процессе эксплуатации нагнетательных скважин в составе кольматирущих соединений следует ожидать преобладания соединений железа (до 70 – 80%), соединения кальция и магния будут выполнять подчиняющую роль.

Можно прогнозировать, что при закачке подземных вод с содержанием железа до 5 мг/л только в результате действия процессов химического кольматажа возможно образование твердой фазы кольматирующих соединений до 11,4 мг/л.

Совокупное воздействие кольматационных процессов приводит к отложению осадков в призабойной зоне. Накопление осадка в призабойной зоне обуславливает изменение ее структурных показателей и вызывает снижение коэффициента проницаемости и, как следствие, падение приемистости скважины. Степень кольматации пористой среды обычно выражается через насыщенность порового пространства осадком α, определяемой по формуле: α = (n₀ — n)/n₀. где n₀ и n — коэффициенты начальной и текущей пористости среды.

Зависимость между изменениями проницаемости среды и ее насыщенностью кольматирующими образованиями в общем случае, по мнению Д. М. Минца, имеет следующий вид: k/k₀ = (1 — α)m. где k и k₀ — текущий и первоначальный коэффициент проницаемости прискважинной зоны, m — показатель степени (m = 2,8 - 3,3).

В таблице 2 приведены значения α в зависимости от k/k₀ при m = 3. Объем порового пространства Wпор (м³) в зоне кольматации и, соответствен но, размер зоны кольматации ориентировочно можно определить из зависимости W_пор = Р/α ρ_ос

Таблица 2: Зависимость изменения насыщенности порового пространства от соотношения проницаемостей

где Р - масса отложившихся кольматирующих образований, кг; ρ_ос - плотность кольматирующих образований, кг/м³, α — насыщенность порового пространства кольматирующими отложениями.

Масса кольматирующих образований (Р) контролируется концентрацией железа и механических примесей в расходе закачиваемой воды. Плотность осадка определяется экспериментальным путем и в расчетах может быть принята равной 3000 кг/м³.

В таблице 3 представлены результаты расчетов изменения расхода закачки в нагнетательную скважину относительно первоначальных значений (%) в зависимости от содержания твердой фазы и объемов закачки воды в пласт. Расчеты выполнены для следующих условий: пористость пород 0,18; диаметр открытого ствола скважины 215,9 мм; размер зоны кольматации 0,2 м; толща интервала закачки 152 м; плотность кольматирующих образований 3000 кг/м³.

Таблица 3: Изменение расхода закачки в нагнетательную скважину в зависимости от содержания твердой фазы и объемов закачки воды в пласт

Морская вода

Поддержание пластового давления на месторождении White Tiger (Белый Тигр), расположенном на шельфе юга Вьетнама, осуществляется закачкой морской воды в восемь нагнетательных скважин, три из которых проведены на нижний миоцен (22, 70, 74), четыре — на нижний олигоцен (85, 107, 114, 116) и одна на фундамент (421). Среднее значение коэффициента проницаемости песчаников нижнего миоцена состаляет 80 мД, нижнего олигоцена — 30 мД.

Морская вода отбирается с глубины 25 м и без подготовки насосами 9‑Т УЭЦП подается в нагнетательные скважины. Физико-химические свойства закачиваемой в пласты воды приведены в таблице 4.

Таблица 4: Физико-химические свойства морской воды на месторождении White Tiger

В составе закачиваемых вод содержание механических примесей изменяется от 3,5 до 7,0 мг/л при среднем значении 3,95 мг/л, причем 90% примесей имеет размер в пределах 1–4 мкм, 6% — 4–7 мкм. Анализом минералогического состава механических примесей установлено, что основной составляющей кольматирующих образований продуктивных пород являются гидроксиды железа (продукты коррозии оборудования), агрегаты силикатов (продукты жизнедеятельности морских микроорганизмов). В виде примесей присутствуют такие минеральные формы, как кварц, полевой шпат, карбонаты и образования в виде магматических пород.

Общепризнанным является и то, что процессы коррозии конструктивных элементов скважины также существенно влияют на образование железистых кольматирующих соединений химического генезиса в скважинах. На первом этапе развития коррозийных процессов образуется вюстит FeO, и далее происходит сложный многостадийный процесс трансформации продуктов коррозии оборудования (рис. 1).

Рисунок 1: Трансформация продуктов коррозии скважинного оборудования

Необходимо отметить отсутствие в составе механических примесей глинистых минералов, выпавших из нагнетаемой воды; и наличие глинистых образований в прискважинной зоне может быть обусловлено лишь их выпадением из состава промывочной жидкости во время бурения скважин.

Лабораторными исследованиями, проведенными институтом НИПИ-морнефтегаз (г. Вунгтау), установлено, что закачка морской воды без механических примесей не приводит к снижению проницаемости кернового материала.

Таким образом, для месторождения White Tiger основными компонентами кольматирующих образований прискважинных зон нагнетательных скважин являются гидроксиды железа (продукты коррозии оборудования) и агрегаты силикатов (продукты жизнедеятельности морских микроорганизмов). Среднее значение коэффициента кольматации β для нагнетательных скважин гранулярных коллекторов равно 4,05×10^{– 3} сут^‑1.

Выводы

Результаты проведенных исследований позволяют дать следующие рекомендации по увеличению межремонтного периода нагнетательных скважин.

1Вне зависимости от срока эксплуатации нагнетательных скважин обработка их растворами с полярными значениями рН позволит существенным образом увеличить приемистость скважин за счет удаления глинистых кольматирующих образований, образовавшихся при бурении скважины.

2Достоверная оценка состава и свойств закачных вод позволит прогнозировать состав кольматирующих образований и выбор необходимого раствора для их удаления.

veselkov.me

Приемистость - нагнетательная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Приемистость - нагнетательная скважина

Cтраница 1

Приемистость нагнетательных скважин по технологической схеме запроектирована в объеме 1000 - 1800 м 3 / сут на скважину, а в период освоения разрезающих рядов до 2500 м 3 / сут.  [2]

Приемистость нагнетательных скважин зависит в первую очередь от проницаемости пород и величины избыточного давления, создаваемого на забоях скважин. Приемистость зависит и от сетки скважин, так как при одновременной работе многочисленных нагнетательных и эксплуатационных скважин между ними возникает практически ощутимое взаимодействие.  [3]

Приемистость нагнетательной скважины приходится устанавливать опытным путем.  [4]

Приемистость нагнетательных скважин № 2106, 2107 и 2109 составляет 200 - 600 м3 / сут при давлении на устье в среднем 10 0 - 11 0 МПа, что вполне соответствует требованиям технологии.  [5]

Приемистость нагнетательных скважин, пробуренных в нефтяной и газоконденсатной зонах, для газа и воды.  [6]

Приемистость нагнетательных скважин при таком ужесточении системы заводнения снижается, хотя дебиты добывающих скважин возрастают.  [8]

Приемистости нагнетательных скважин, пробуренных в нефтяной и газоконденсатной зонах, для газа и воды.  [9]

Приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента после первого цикла резко снижается - для газа в 8 - 10 раз, для воды в 4 - 5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости породы в призабойной зоне пласта.  [10]

Приемистость нагнетательных скважин должна быть достаточной для обеспечения закачки технологической жидкости. На предварительном этапе таких очагов или участков выбирается несколько, так как некоторые из них по различным критериям будут отброшены. Следует отметить, что при массовом применении технологии наличие гидродинамической обособленности опытного участка не является обязательным.  [11]

Приемистость нагнетательных скважин оценивается по показаниям расходомеров, установленных на насосной станции.  [12]

Приемистость нагнетательных скважин определяют в период предварительного нагнетания воздуха перед зажиганием пласта. Однако необходимо иметь в виду, что после создания ВДОГ впереди фронта горения образуется оторочка нефти - зона повышенной нефтенасыщенности, что существенно снижает относительную проницаемость для воздуха и, следовательно, приемистость нагнетательных скважин при существующем давлении.  [13]

Приемистость нагнетательной скважины 6597 резко менялась в зависимости от забойного давления, что может быть связано со степенью раскрываемости трещин при различных давлениях.  [14]

Приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента после первого цикла резко снижается - для газа в 8 - 10 раз, для воды в 4 - 5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости породы в призабойной зоне пласта.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Улучшение приемистости нагнетательных скважин

По сложившейся промысловой практике для заводнения продуктивных пластов с целью поддержания пластового давления используют поверхностные, подземные воды, попутные сточные воды или их различные смеси.

Как правило, на промыслах отсутствует высокопроизводительное фильтровальное оборудование для очистки закачиваемых вод от взвеси, что предопределяет кольматацию перфорированной прискважинной зоны и снижение приемистости нагнетательной скважины. На практике состав кольматирующих образований нагнетательных скважин представлен веществами органического и неорганического происхождения

Жидкости для борьбы с кольматацией

Традиционно для удаления кольматирующих образований нагнетательных скважин используют солянокислотные и глинокислотные растворы.

Несомненным преимуществом глинокислотных растворов является способность переводить в растворенное состояние алюмосиликаты, слагающие глинистые минералы. Вместе с тем при определенных условиях в процессе обработки в прискважинной зоне возможно образование различных нерастворимых соединений, закупоривающих поровое пространство продуктивных пород.

Соляно- и глинокислотные растворы обладают высокой коррозийной активностью и агрессивностью, что обуславливает применение ингибиторов и специальных мер по защите обслуживающего персонала. Жидкое состояние таких технологических растворов предопределяет необходимость их транспортировки на месторождения в значительных объемах.

Альтернативные порошкообразные реагенты

Как альтернативный вариант предлагается технология увеличения приемистости нагнетательных скважин технологическими растворами на основе порошкообразных реагентов двууглекислой соды NaHCO₃ концентрацией 8% с добавкой ПАВ 0,3% и бисульфата натрия водного NaHSO₄ х H₂O концентрацией 10% с добавкой ПАВ 0,3%. В результате воздействия технологических растворов на прискважинную зону скважин происходит как растворение, так и разрушение кольматирующих образований и перевод их из агрегатного состояния в тонкую пелитовую фазу, легко удаляемую из скважины после обработки. При взаимодействии порошкообразных реагентов с кольматирующими образованиями не происходит вторичного выпадения твердой фазы и образования коллоидальных систем.

Схематично воздействие технологических растворов на прискважинную зону для растворения и разрушения кольматирующих образований выглядит следующим образом.

В результате гидролиза NaHCO3 в водной среде создается щелочная среда с концентрацией гидроксидионов, достаточной для выщелачивания из карбонатов кальция (1) - (3).

Далее основная действующая сила раствора заключается в выщелачивании кальция из карбонатов по схеме (4). В итоге действует реакция (5).

Таким образом, в водной фазе раствора присутствуют только гидроксиды натрия и кальция, а также неустойчивая в водных растворах угольная кислота.

Область применения технологии

На основе анализа результатов обработок нагнетательных скважин были сформулированы следующие ограничения на применение данной технологии:

1. Продуктивный пласт приурочен к терригенным поровым коллекторам и трещиноватым кристаллическим породам.
2. Термобарические условия продуктивного пласта по опыту обработок скважин: температура не более 1400 C, давление не более 36 МПа. Технологические растворы через буфер подаются в пласт и выдерживаются там в течение 2 – 4 часов. При карбонатности коллектора свыше 5% в пласт первым подается раствор двууглекислой соды.

Результаты применения

Обработки нагнетательных скважин по разработанной технологии производились на месторождениях Западной Сибири в Широтном Приобье (Яунлорское, Мыхпайское, Лянторское месторождения), на Муравленковском (ЯНАО), Луквинском (Украина) месторождениях и на шельфе Вьетнама (Белый Тигр). Результаты обработок представлены в таблице 1.

Таблица1: Эффективность реагентных обработок нагнетательных скважин

В Широтном Приобье обработки скважин производили на Яунлорском, Мыхпайском и Лянторском месторождениях, приуроченых к Сургутскому и Нижневартовскому сводам.

Здесь мезозойско-кайнозойские отложения имеют мощность около 3000 м и нефтегазоносность связана с отложениями юры (тюменская свита) и нижнего мела (мегионская и нижневартовская свиты).

Залежи выявлены в 16 пластах на глубинах от 1800 до 2900 м с коллекторами порового типа. В минералогическом составе цемента песчаников преобладает глинистая составляющая (каолинит-гидрослюдистый, хлорит-кальцитовый цемент). Открытая пористость песчаников изменяется снизу вверх по разрезу от 9 до 27%, проницаемость коллекторов варьируется в широких пределах – от 0,8 до 500 мД, пластовая температура – от 70 до 1000 С. На месторождениях Широтного Приобья речные воды закачиваются в пласты практически без удаления взвеси и коллоидных частиц. Вся содержащаяся в них взвесь отфильтровывается в перфорированной околоскважинной зоне нагнетательной скважины, что снижает приемистость скважины. Межремонтный период скважин после их обработки глинокислотными растворами составляет 4–6 месяцев.

Муравленковское месторождение расположено в 120 км к северу от г. Ноябрьск в зоне Среднеобской и Надым-Пурской нефтеносных областей. Оно приурочено к брахиантиклинальной складке простирания
с более крутым восточным крылом. На месторождении открыты одна газовая в сеноманских отложениях и три нефтяные залежи в валанжинских отложениях.

Нижнемеловые нефтяные залежи вскрыты на глубинах 2450–2660 м и приурочены к верхней части мегионской свиты. Эти залежи представленны переслаиванием пачек аргиллитов и песчаников с преобладанием песчаников. Кровля продуктивных пластов располагается в своде на абсолютных отметках от 2465 до 2530 м, ВНК – от 2505 до 2595 м. Песчаник мелкозернистый. Тип цемента преимущественно контактный, в различной степени карбонатный. Средние значения коэффициентов: пористости 18%, проницаемости 36 мД, расчлененности 4,8. Пластовое давление 25,8 МПа, температура 81 – 840 С.

Луквинское месторождение расположено в Предкарпатском прогибе и приурочено к Луквинской складке, представленной антиклиналью, осложненной серией поперечных нарушений.

Нефтяная залежь вскрыта на глубине 1200 – 1500 м и приурочена к породам нижнеменилитовой подсвиты, представленной чередующимися пачками песчано-алевролитовых и глинистых пород. Средняя
эффективная толщина составляет 34 м, нефтенасыщенная – 26,7 м. Открытая пористость изменяется от 6 до 15%. Проницаемость высокопористых малоглинистых разностей достигает 30–70 мД.

Особенностью залежи является высокая степень насыщения нефти парафином (7-12%) и силикагелевыми смолами (10–15%). При пластовой температуре 38 – 410 С имеются все предпосылки для выпадения
парафина в пласте, поэтому для поддержания пластового давления в залежь нагнетается горячая вода при температуре на устье скважины 70 – 800 С.

На месторождении Белый Тигр (шельф юга СРВ) в песчаниках нижнего олигоцена была произведена обработка 3 скважин. Усредненные геолого-технические показатели объекта разработки: глубина до
4200 м, коэффициент проницаемости 30 мД, пластовая температура 1400 С, пластовое давление 32,4 МПа, плотность нефти в пластовых условиях 720 кг/м³.

На месторождении Белый Тигр в соответствии со сложившейся промысловой практикой для поддержания пластового давления осуществляют очаговое заводнение пластов морской водой. В составе закачиваемых вод содержание механических примесей изменяется от 3,5 до 7,0 мг/л при среднем значении 3,95 мг/л, причем до 90% примесей имеет размер в пределах 1–4 мкм. Анализом минералогического состава механических примесей установлено, что основной составляющей кольматирующих образований продуктивных пород являются гидроксиды железа (продукты коррозии оборудования) и агрегаты силикатов (продукты жизнедеятельности морских микроорганизмов). В виде примесей присутствуют такие минеральные формы, как кварц, полевой шпат, карбонаты и образования в виде магматических пород.

Заключение

Разработанная технология увеличения приемистости нагнетательных скважин технологическими растворами на основе порошкообразных реагентов может быть рекомендована к применению на сухопутных и морских нефтяных месторождениях, продуктивные пласты которых приурочены к терригенным поровым коллекторам и трещиноватым кристаллическим породам, а также характеризуются определенными термобарическими условиями (T ≤ 1400 C, P ≤ 36 МПа). Результаты промысловых испытаний на 6 нефтяных месторождениях показали высокую эффективность применения этой технологии: на 36 нагнетательных скважинах среднее приращение расхода нагнетания составило 155 м3/сут, что соответствует увеличению приемистость скважин в среднем в 2,6 раза.

veselkov.me

Улучшение приемистости нагнетательных скважин

Технология увеличения приемистости водонагнетательных скважин систем поддержания пластового давления с использованием порошкообразных реагентов. Апробация технологии проведена на 4 нефтяных месторождениях Западной Сибири и 2 зарубежных месторождениях (это Украина и шельф Вьетнама). Результаты применения показали высокую эффективность обработки призабойной зоны скважин: темп нагнетания по 36 скважинам был увеличен в среднем в 2,6 раза.

По сложившейся промысловой практике для заводне­ния продуктивных пластов с целью поддержания пластового давления используют поверхностные, подземные воды, попутные сточные воды или их раз­личные смеси. Как правило, на промыслах отсут­ствует высокопроизводительное фильтровальное оборудование для очистки закачиваемых вод от взве­си, что предопределяет кольматацию перфорирован­ной прискважинной зоны и снижение приемистости нагнетательной скважины. На практике состав кольматирующих образований нагнетательных скважин представлен веществами органического и неорганического происхождения.

Жидкости для борьбы с кольматацией

Традиционно для удаления кольматирующих образо­ваний нагнетательных скважин используют соляно-кислотные и глинокислотные растворы.

Несомненным преимуществом глинокислотных растворов является способность переводить в раство­ренное состояние алюмосиликаты, слагающие гли­нистые минералы. Вместе с тем при определенных условиях в процессе обработки в прискважинной зоне возможно образование различных нераство­римых соединений, закупоривающих поровое про­странство продуктивных пород.

Соляно- и глинокислотные растворы обладают высокой коррозийной активностью и агрессивно­стью, что обуславливает применение ингибиторов и специальных мер по защите обслуживающего персонала. Жидкое состояние таких технологиче­ских растворов предопределяет необходимость их транспортировки на месторождения в значитель­ных объемах.

Альтернативные порошкообразные реагенты

Как альтернативный вариант предлагается технология увеличения приемистости нагнетатель скважин технологическими растворами на основе порошкообразных реагентов двууглекислой с NaHCО₃ концентрацией 8% с добавкой ПАВ и бисульфата натрия водного NaHSО₄ х Н₂0 концентрацией 10% с добавкой ПАВ 0,3%.

В результате воздействия технологических растворов на прискважинную зону скважин происходит как растворение, так и разрушение кольматирующих образований и перевод их из агрегатного состояния в тонкую пелитовую фазу, легко удаляемую из скважины после обработки. При взаимодействии порошкообразных реагентов с кольматирующими образова­ниями не происходит вторичного выпадения твердой фазы и образо­вания коллоидальных систем.

Схематично воздействие тех­нологических растворов на прискважинную зону для раство­рения и разрушения кольматирующих образований выглядит следующим образом.

В результате гидролиза NaHCО₃ в водной среде создается щелочная среда с концентрацией гидроксид-ионов, достаточной для выщелачива­ния из карбонатов кальция (1) — (3).

Далее основная действую­щая сила раствора заключается в выщелачивании кальция из кар­бонатов по схеме (4). В итоге дей­ствует реакция (5).

Таким образом, в водной фазе раствора присутствуют толь­ко гидроксиды натрия и кальция, а также неустойчивая в водных растворах угольная кислота.

Интенсивность реагентных обработок нагнетательных скважин

таблица 1

ФОРМУЛЫ:

1NаНСО₃ → Na⁺ + Н⁺ + СО₃^-

2Н₂0 → Н⁺ + ОН^-

3NaHCO₃ + Н₂О → Na⁺ + ОН^- + Н₂СО₃

4СаСО_з + 2OН^- → Са²⁺ + 2OН^- + СО_з^2-

5NaHCO₃ + СаСО₃ + ЗН₂О → NaOH + Са(ОН)₂ + 2Н₂СО₃

Область применения технологии

На основе анализа результатов обработок нагнетательных сква­жин были сформулированы следу­ющие ограничения на применение данной технологии:

1. Продуктивный пласт при­урочен к терригенным поровым коллекторам и трещиноватым кри­сталлическим породам.
2. Термобарические условия про­дуктивного пласта по опыту обрабо­ток скважин: температура не более 140°С, давление не более 36 МПа.

Технологические растворы через буфер подаются в пласт и выдер­живаются там в течение 2 — 4 часов. При карбонатности коллектора свыше 5% в пласт первым подается раствор двууглекислой соды.

Результаты применения

Обработки нагнетательных скважин по разработанной технологии произ­водились на месторождениях Запад­ной Сибири в Широтном Приобье (Яунлорское, Мыхпайское, Лянторское месторождения), на Муравленковском (ЯНАО), Луквинском (Украина) месторождениях и на шельфе Вьетнама (Белый Тигр). Результаты обработок представлены в таблице 1.

В Широтном Приобье обработки скважин про­изводили на Яунлорском, Мыхпайском и Лянторском месторождениях, приуроченных к Сургутскому и Нижневартовскому сводам.

Здесь мезозойско-кайнозойские отложения имеют мощность около 3000 м и нефтегазоносность связа­на с отложениями юры (тюменская свита) и нижнего мела (мегионская и нижневартовская свиты).

Залежи выявлены в 16 пластах на глубинах от 1800 до 2900 м с коллекторами порового типа. В минера­логическом составе цемента песчаников преобладает глинистая составляющая (каолинит-гидрослюдистый, хлорит-кальцитовый цемент).

Открытая пористость песчаников изменяется снизу вверх по разрезу от 9 до 27%, проницаемость коллекторов варьируется в широ­ких пределах — от 0,8 до 500 мД, пластовая температу­ра — от 70 до 100°С. На месторождениях Широтного Приобья речные воды закачиваются в пласты практи­чески без удаления взвеси и коллоидных частиц. Вся содержащаяся в них взвесь отфильтровывается в пер­форированной околоскважинной зоне нагнетатель­ной скважины, что снижает приемистость скважины. Межремонтный период скважин после их обработки глинокислотными растворами составляет 4 — 6 месяцев.

Муравленковское месторождение расположено в 120 км к северу от г. Ноябрьск в зоне Среднеобской и Надым-Пурской нефтеносных областей. Оно приу­рочено к брахиантиклинальной складке простирания с более крутым восточным крылом. На месторожде­нии открыты одна газовая в сеноманских отложениях и три нефтяные залежи в валанжинских отложениях.

Нижнемеловые нефтяные залежи вскрыты на глуби­нах 2450 — 2660 м и приурочены к верхней части мегион-ской свиты. Эти залежи представлены переслаиванием пачек аргиллитов и песчаников с преобладанием песча­ников. Кровля продуктивных пластов располагается в своде на абсолютных отметках от 2465 до 2530 м, ВНК — от 2505 до 2595 м. Песчаник мелкозернистый. Тип цемен­та преимущественно контактный, в различной степени карбонатный. Средние значения коэффициентов: пори­стости 18%, проницаемости 36 мД, расчлененности 4,8. Пластовое давление 25,8 МПа, температура 81 — 84°С.

Луквинское месторождение расположено в Предкарпатском прогибе и приурочено к Луквинской 42 складке, представленной антиклиналью, осложненной серией поперечных нарушений.

Нефтяная залежь вскрыта на глубине 1200-1500м и приурочена к породам нижнеменилитовой подсвиты, представленной чередующимися пачками песчано-алевролитовых и глинистых пород. Средняя эффективная толщина составляет 34 м, нефтенасыщенная — 26,7 м. Открытая пористость изменялась от 6 до 15%. Проницаемость высокопористых глинистых разностей достигает 30 — 70 мД.

Особенностью залежи является высокая степень насыщения нефти парафином (7 — 12%) и селикагелевыми смолами (10—15%). При пластовой температуре 38 — 41°С имеются все предпосылки для выпадения парафина в пласте, поэтому для поддержания планового давления в залежь нагнетается горячая вода при температуре на устье скважины 70 — 80°С.

На месторождении Белый Тигр  в песчаниках нижнего олигоцена была произведена на обработка 3 скважин. Усредненные геологические показатели объекта разработки: глубина 4200 м, коэффициент проницаемости 30 мД пла вая температура 140°С, пластовое давление 32,4МПа плотность нефти в пластовых условиях 720 кг/м³.

На месторождении Белый Тигр в соответствии со сложившейся промысловой практикой для поддержания пластового давления осуществляют очаговое заводнение пластов морской водой. В составе закачиваемых вод содержание механических примесей изменяется с до 7,0 мг/л при среднем значении 3,95 мг/л, причем до 90% примесей имеет размер в пределах 1—4 мкм. Анализом минералогического состава механических примесей установлено, что основной составляющей кольматирующих образований продуктивных пород являются гидрооксиды железа (продукты коррозии оборудования) агрегаты силикатов (продукты жизнедеятельности морских микроорганизмов). В виде примесей присутствуют такие минеральные формы, как кварц, полевой шпат, карбонаты и образования в виде магматических nopод.

Заключение

Разработанная технология увеличения приемистости нагнетательных скважин технологическими растворами на основе порошкообразных реагентов может быть рекомендована к применению на сухопутных и морских нефтяных месторождениях, продуктивные пласты которых приурочены к терригенным пороговым коллекторам и трещиноватым кристаллическим породам, а также характеризуются определенными термобарическими условиями (Т < 140°С, Р < 36 МПа). Результаты промысловых испытаний на 6 нефтяных месторождениях показали высокую эффективна применения этой технологии: на 36 нагнетательных скважинах среднее приращение расхода нагнетания составило 155 м3/сут, что соответствует увеличения приемистость скважин в среднем в 2,6 раза. 

veselkov.me

Увеличение приемистости нагнетательных скважин

Увеличение приемистости нагнетательных скважин путем их обработки сухокислотным составом

По сложившейся промысловой практике для поддержания пластового давления в продуктивные пласты закачивают подземные, поверхностные воды, попутные сточные воды или их различные смеси.

Как правило, на промыслах отсутствует высокопроизводительное фильтровальное оборудование для очистки закачиваемых вод от взвеси, что предопределяет кольмата цию прискважинной зоны и снижение приемистости нагнетательной скважины. Кроме того, во многих случаях коэффициент приемистости нагнетательных скважин не соответствует гидродинамическим параметрам пласта из-за кольматации порового пространства продуктивного пласта глинистыми коллоидноисперсными частицами бурового раствора.

В общем случае состав кольматирующих образований нагнетательных скважин представлен веществами органического и минерального происхождения. Для удаления кольматирующих образований прискважинных зон скважин традиционно используют солянокислотные и глинокислотные растворы. Несомненным их преимуществом является способность переводить в растворенное состояние алюмосиликаты, слагающие глинистые минералы. Вместе с тем при определенных условиях в процессе обработки в прискважинной зоне возможно образование труднорастворимых и нерастворимых соединений, закупоривающих поровое пространство продуктивных песчаников. Кроме того, соляно- и глинокислотные растворы обладают высокой коррозийной активностью и агрессивностью, что обусловливает применение ингибиторов и специальных мер по защите обслуживающего персонала. Жидкое состояние таких технологических растворов предопределяет необходимость их транспортирования на месторождения в значительных объемах.

В качестве альтернативы растворам можно использовать для обработки скважин экологически безопасные порошкообразные реагенты. Они разрешены в добыче и транспортировании нефти, удобны при хранении, транспортировании и приготовлении растворов непосредственно у скважины. Основные технологические операции
реализуются при помощи стандартного оборудования, используемого при ремонте скважин. Все эти факторы указывают на перспективность применения порошкообразных реагентов для обработки скважин в условиях отдаленности месторождений от транспортных артерий и ограниченного пространства морских платформ.

Взаимодействие порошкообразных реагентов с глинистыми образованиями происходит на основе комплексных химических и физико-химических процессов, обеспечивающих как частичное их растворение, так и перевод в пелитовую тонкодисперсную фазу. При этом в агрегатах глинистых образований разрушаются коагуляционные контакты, происходит их коренная структурная перестройка с потерей способности к последующей агрегации, что позволяет удалить их из пласта при создании депрессии. Одновременно увеличивается проницаемость пород прискважинной зоны за счет удаления цементирующих образований песчаников и, кроме того, происходит растворение железистых кольматирующих образований в виде сульфида, лимонита, гетита и гидрогетита.

Для определения изменений, имевших место при взаимодействии растворов из порошкообразных реагентов с различными типами глин, использовались метод электронной спектрофотометрии и рентгенофазовый, хроматографический и фотометрический анализы. Эффективность разработанных рецептур растворов оценивалась на опытно-фильтрационных моделях и путем экспериментальных обработок нагнетательных скважин.

Полученные спектрограммы растворов в ультрафиолетовой области и глинистых образований в инфракрасной области после обработки однозначно свидетельствуют о химическом взаимодействии растворов с образованиями глинистых пород. В ходе экспериментов прослежено также растворение алюмосиликатов, слагающих решетки глинистых минералов. Суммарные весовые потери образцов глин в исследуемых растворах изменяются от 5 до 15,5 %.

При рентгенофазовом анализе твердой фазы образцов из глин различного состава после обработки растворами установлены существенные изменения в минералогическом составе исходных пород.

Процесс взаимодействия реагентов с глинистыми образованиями сопровождается выделением газов, компонентный состав которых, по данным хроматографического анализа, во многом определяется как природой используемых реагентов, так и составом примесей в глинистых образованиях.

Опытно-фильтрационные исследования по оценке эффективности реагентной разглинизации проводились на кернах песчаных пород, отобранных из продуктивных пластов месторождений Западной Сибири и месторождения Белый Тигр, расположенного на юге шельфа Вьетнама. По данным 17 опытов, общая доля восстановления коэффициента проницаемости относительно первоначального составляет от 61,8 до 91,3 %, при среднем значении 80,7 %.

Адаптация разработанных технологий применительно к конкретным месторождениям включает постановку фильтрационных исследований процесса разглинизации кернов продуктивных пород в термобарических условиях месторождения, оценку влияния растворов на матрицу пород, определение времени воздействия растворов на продуктивный пласт и др.

Базовый сухокислотный состав для терригенных коллекторов характеризуется следующими показателями:

• при 10%-ной концентрации состава реакция среды 0,95;
• устойчив при температуре 140 °С;
• коэффициент коррозии сталей групп прочности Д, К, N-80 и Р-105 в среднем в 6,7 раза меньше, чем при использовании стандартного глинокислотного раствора.

Обработки нагнетательных скважин по разработанной технологии проводились на месторождениях Западной Сибири, Украины и шельфа Вьетнама.

В Широтном Приобье обработки скважин производили на Яунлорском, Мыхпайском и Лянторском месторождениях, приуроченных к Сургутскому и Нижневартовскому сводам. Здесь мезозойско-кайнозойские отложения имеют мощность около 3000 м, и нефтегазоностность связана с отложениями юры (тюменская свита) и нижнего мела (мегионская и нижневартовская свиты). Залежи выявлены в 16 пластах на глубинах от 1800 до 2900 м с коллекторами порового типа. В минералогическом составе цемента песчаников преобладает глинистая составляющая (каолинит-гидрослюдистый, хлориткальцитовый цемент). Открытая пористость песчаников изменяется снизу вверх по разрезу от 9 до 27 %, проницаемость коллекторов варьируется в широких пределах – от 0,8 до 500 мД, пластовая температура – от 70 до 100 °С.

Муравленковское месторождение расположено в 120 км к северу от г. Ноябрьска в зоне Среднеобской и Надым-Пургской нефтеносных областей. Оно приурочено к брахиантиклинальной складке простирания с более крутым восточным крылом. На месторождении открыты одна газовая залежь в сеноманских отложениях и три нефтяные залежи в валянжинских отложениях. Нижнемеловые нефтяные залежи вскрыты на глубинах 2450 – 2660 м и приурочены к верхней части мегионской свиты, представленной переслаиванием пачек аргиллитов и песчаников с преобладанием песчаников. Кровля продуктивных пластов располагается в своде на абсолютных отметках от 2465 до 2530 м, водонефтяной контакт (ВНК) – от 2505 до 2595 м. Песчаник мелкозернистый. Тип цемента преимущественно контактный, в различной степени карбонатный. Средние значения коэффициентов: пористости – 18 %, проницаемости – 36 мД, расчлененности – 4,8. Пластовое давление 25,8 МПа, температура 81–84 °С.

Луквинское месторождение расположено в Предкарпатском прогибе и приурочено к Луквинской складке, представленной антиклиналью, осложненной серией поперечных нарушений. Нефтяная залежь вскрыта на глубине 1200–1500 м и приурочена к породам нижнеменилитовой подсвиты, представленной чередующимися пачками песчано-алевролитовых и глинистых пород. Средняя эффективная толщина составляет 34 м, нефтенасыщенная – 26,7 м. Открытая пористость изменяется от 6 до 15 %. Проницаемость высокопористых малоглинистых разностей достигает 30–70 мД.

Особенность залежи – высокая степень насыщения нефти парафином (7–12 %) и селикагелевыми смолами (10–15 % ). При пластовой температуре 38–41 °С имеются все предпосылки для выпадения парафина в пласте, поэтому для поддержания пластового давления в залежь нагнетается горячая вода при температуре на устье скважины 70–80 °С.

Месторождение Белый Тигр на шельфе юга Вьетнама. В песчаниках нижнего олигоцена была произведена обработка трех скважин. Усредненные геолого-технические показатели объекта разработки: глубина – до 4200 м, коэффициент проницаемости 30 мД, пластовая температура 140 °С, пластовое давление 32,4 МПа, плотность нефти в пластовых условиях 720 кг/м3.

На месторождении Белый Тигр в соответствии со сложившейся промысловой практикой для поддержания пластового давления осуществляют очаговое заводнение пластов морской водой. В составе закачиваемых вод содержание механических примесей изменяется от 3,5 до 7 мг/л при среднем значении 3,95 мг/л, причем до 90 % примесей имеет размер в пределах 1 – 4 мкм. Анализом минералогического состава механических примесей установлено, что основной составляющей кольматирующих образований продуктивных пород являются гидроксиды железа (продукты коррозии оборудования) и агрегаты силикатов (продукты жизнедеятельности морских микроорганизмов). В виде примесей присутствуют такие минеральные формы, как кварц, полевой шпат, карбонаты и образования в виде магматических пород.

Результаты обработок нагнетательных скважин представлены в таблице: Обобщенные данные по эффективности реагентных обработок нагнетательных скважин

Таким образом, по результатам обработок 36 нагнетательных скважин среднее приращение расхода нагнетания составило 148 м3/сут, т. е. расход нагнетания увеличился в среднем на 155 %. Дальнейшая интенсификация воздействия сухокислотного состава возможна при наложении волновых колебаний.

veselkov.me

Смотрите также

• 
  Скважины подземного выщелачивания
• 
  Приемка в эксплуатацию скважины
• 
  Для скважины станция
• 
  Обследование скважины на воду смета
• 
  Навесной замок без замочной скважины
• 
  Когда бурят скважину под воду
• 
  Литологический разрез скважины
• 
  Обезжелезивание воды из скважины
• 
  Как утеплить трубу с холодной водой на улице от скважины к дому
• 
  Способы бурения скважин
• 
  Алмазное бурение хускварна